WYKŁAD 5

Miejskie systemy ciepłownicze

W większości miast w Polsce, począwszy od niewielkich, mających 15-20 tyś. mieszkańców po duże aglomeracje miejskie przeważają zcentralizowane systemy ciepłownicze. Oznacza to, że energia cieplna dostarczana jest do odbiorców z jednego lub kilku większych źródeł ciepła poprzez system ciepłociągów. Bywają one bardzo rozległe i skomplikowane w eksploatacji, szczególnie w sytuacji, kiedy pracuje w nich więcej niż jedno źródło ciepła i np. istnieją duże różnice wysokości. Scentralizowane systemy ciepłownicze pokrywają w Polsce średnio 65% zapotrzebowania na ciepło w aglomeracjach miejskich. W poszczególnych miastach zapotrzebowanie to pokrywane jest przez systemy scentralizowane w zakresie od 20% do 89%. SLAJD 3

Charakterystykę ilościową krajowego ciepłownictwa można przybliżeniu przedstawić następująco:

• dyspozycyjna moc cieplna

• elektrowni zawodowych - 26 500 MW

• elektrowni przemysłowych pracujących dla ciepłownictwa - 4 400 MW

• ciepłowni komunalnych - 14,500 MW

• łączna długość sieci ciepłowniczych 13 500 km

• liczba

• eksploatowanych ciepłowni komunalnych - 5 900

• kotłów - 13,500

• węzłów ciepłowniczych - 69 000

• ogrzewana

• powierzchnia 207 mln m²

• kubatura - 1000 mln m³

Na system ciepłowniczy składa się (wg. PN-90/B-01421 i PN-90/B-01430) SLAJD 4:

• źródło ciepła - zespół urządzeń do wytwarzania ciepła

• sieć ciepłownicza - system przewodów przebiegających na zewnątrz budynków ogrzewanych, służący do przesyłania ciepła ze źródła do węzłów)

• węzły cieplne - zespół urządzeń do przekazywania ciepła, przetwarzania parametrów, pomiaru i regulacji

Dla systemu ciepłowniczego źródłem ciepła może być ciepłownia, pracująca na potrzeby wielu budynków lub elektrociepłownia ogrzewnicza ( komunalno-bytowa). Ciepłownia jest zwykle obiektem wolnostojącym z urządzeniami do wytwarzania ciepła o mocy zainstalowanej od 10 - 15 MW. Mniejszym źródłem jest kotłownia wbudowana, zlokalizowana w specjalnie wydzielonym pomieszczeniu w budynku. Takie źródło o mocy cieplnej do 2 MW może zaopatrywać w ciepło również więcej niż jeden budynek z wykorzystaniem zewnętrznej sieci cieplnej.

Źródłem ciepła dla miejskich (komunalnych) systemów ciepłowniczych mogą być także elektrociepłownie lub ciepłownie przemysłowe.

Najważniejszymi cechami systemu ciepłowniczego są:

- rodzaj użytego nośnika tj. czynnika przenoszącego energię od źródła do węzłów

- parametry wykorzystywanego czynnika.

SLAJD 4

W komunalnych sieciach cieplnych najczęściej wykorzystywanym nośnikiem jest woda. W sieciach niskoparametrowych temperatura wody nie przekracza 115^oC. Takie parametry są stosowane w lokalnych (np. osiedlowych) systemach ciepłowniczych. W wysokoparametrowych wodnych sieciach komunalnych obejmujących swym zasięgiem całe miasto temperatury czynnika ciepłowniczego nie przekraczają zwykle 135^oC.

Systemy ciepłownicze mieszane przemysłowo-komunalne bardzo często wykorzystują parę jako nośnik energii. Jeżeli ciśnienie pary w sieci ciepłowniczej przekracza 70 kPa (nadciśnienia) to taki system należy zakwalifikować do wysokoparametrowego (wysokoprężnego).

Węzły cieplne zwykle zaopatrują w ciepło pojedynczy budynek (B). Czasem występuje nawet kilka węzłów w jednym budynku, stanowiąc źródło ciepła dla instalacji: ogrzewania, instalacji ciepłej wody użytkowej, wentylacji i klimatyzacji występujących w powtarzalnych częściach (segmentach) budynku. W takim przypadku węzeł cieplny jest elementem granicznym pomiędzy siecią cieplną oraz instalacją wewnętrzną w budynku.

Niekiedy budowane są tzw. węzły grupowe (W), stanowiące układ pobierający energię zawartą w czynniku o wysokich parametrach (z sieci wysokoparametrowej) i przetwarzający ją do poziomu czynnika krążącego w sieci o niskoparametrowej. Wówczas grupowy węzeł cieplny separuje dwa rodzaje sieci ciepłowniczych.

Pomiędzy mocą cieplną Q_g oddawaną przez instalację oraz strumieniem „m” [kg/s] nośnika ciepła (czynnika grzewczego) nie podlegającego przemianie fazowej, który opuszcza źródło zachodzi zależność:

[W]

gdzie : t₁ i t₂ oznaczają odpowiednio temperatury nośnika opuszczającego źródło i powracającego

c_p [J/(kg*K)] jest ciepłem właściwym dla nośnika.

Powyższa zależność dotyczy ogrzewań wodnych i powietrznych w których nośnik nie podlega przemianie fazowej, lecz zmienia tylko swoją temperaturę.

W przypadku ogrzewań parowych zależność ta ma postać:

[W]

gdzie: r = i” - i' [J/kg] jest entalpią parowania wody

Ciepła woda, która wypływa z baterii czerpalnych (kranów), nie jest wodą przesyłaną bezpośrednio z ciepłowni, o czym niejednokrotnie są przeświadczeni nieliczni mieszkańcy budynków ogrzewanych przez PEC. Wypływająca z kranów ciepła woda jest wodą wodociągową zakupioną przez zarządcę budynku (odbiorcę ciepła), którą sprzedawca ciepła przedtem podgrzewa w wymienniku ciepła, aby uzyskać ciepłą wodę zużywając w tym celu ciepło zawarte w gorącej wodzie przesyłanej z ciepłowni. W wymienniku nie występuje zmieszanie obu wód, gdyż wymiana ciepła odbywa się po dwóch stronach oddzielonych przegrodą. Zachodzi wtedy zjawisko zwane wymianą ciepła. Gorąca woda oddaje ciepło zimnej wodzie wodociągowej, a sama w tym czasie ulega ochłodzeniu. Zasadę działania wyjaśniono na SLAJDZIE 6

PODZIAŁ SIECI GRZEWCZYCH SLAJD 7

Ze względu na:

1. czynnik grzewczy:

• parowe (raczej obiekty przemysłowe)

• wodne (budynki)

parametry czynnika:

• niskoparametrowe (t =115^oC, p = 70 kPa)

• wysokotemperaturowe (powyżej 115^oC)

3. ilość przewodów:

• jednoprzewodowe (bardzo rzadki przypadek)

• dwuprzewodowe

• trójprzewodowe

• czteroprzewodowe

4. sposób połączenia źródła i odbiorników (układ geometryczny)

• pajęcza - duże bezpieczeństwo zaopatrzenia ale trzeba użyć dużą ilość przewodów

• promieniowa - wada: jeśli pęknie rurociąg magistralny to poważny problem

• pierścieniowa

• rozdzielcza (osiedlowa) istnieje węzeł grupowy, który zaopatruje kilka budynków

5. podział ze względu na budowę:

• podziemne - kiedyś: kanałowe

obecnie: bezkanałowe (w rurze ochronnej przykrytej gruntem)

• napowietrzne - na niskich podporach (50 - 70 cm nad ziemią) zasłania się je zielenią, ukrywa czasem na wysokich podporach, by ominąć mosty itp.

Dzisiaj, kiedy tyle mówi się o bezpieczeństwie energetycznym państw, o rosnących cenach paliw i ich malejących zasobach, a idea oszczędności i efektywności energetycznej jest wiodącą strategią Unii Europejskiej, Polska tworząc nowe regulacje prawne w zakresie kogeneracji, prowadzi niebezpieczne eksperymenty dotyczące sektora, który jak żaden inny, łączy w sobie tak wiele korzyści zarówno dla gospodarki, jak i dla środowiska.

Przygotowywane obecnie zmiany prawa, w ocenie autorów, jak i wielu specjalistów, stwarzają duże ryzyko zmarnowania szansy na poprawę efektywności branży wytwórczej w skutek niewłaściwego wykorzystania potencjału kogeneracji, jednej z najbardziej efektywnych i przyjaznych środowisku technologii wytwarzania energii elektrycznej. Obecny brak nowych inwestycji w źródła kogeneracyjne może świadczyć o tym, że nie ma dobrego klimatu dla rozwoju tej technologii w naszym kraju.

Pamiętajmy, że "klasyczne" wytwarzanie prądu w typowej elektrowni kondensacyjnej wiąże się z bezpowrotną stratą ok. 60% energii zawartej w paliwie, natomiast w technologii kogeneracyjnej strata ta wynosi ok. 15%, gdyż to, co w elektrowni jest "odpadem", w elektrociepłowni staje się użytecznym produktem, czyli ciepłem, które poprzez system ciepłowniczy trafia m.in. do naszych mieszkań.

Czym jest kogeneracja? SLAJD 10

Kogeneracja jest procesem równoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła.

Typowa elektrociepłownia, wyposażona w urządzenia kogeneracyjne łączy w sobie funkcje dwóch obiektów: elektrowni wytwarzającej prąd dla systemu elektroenergetycznego i ciepłowni podgrzewającej wodę w miejskiej sieci ciepłowniczej.

W elektrowni wytwarzanie energii elektrycznej nierozerwalnie wiąże się z koniecznością schłodzenia pary opuszczającej turbogenerator i odprowadzenia do otoczenia olbrzymiej ilości energii cieplnej równej ok. 60% energii paliwa, jakie wprowadza się do procesu. Energia cieplna odprowadzana jest do rzeki lub rozpraszana w powietrzu poprzez chłodnie kominowe. Natomiast w elektrociepłowni to ciepło wykorzystywane jest do podgrzewania wody krążącej w miejskiej sieci ciepłowniczej, za pomocą której przesyłane jest ono do odbiorców ciepła w postaci gorącej wody.

Rysunek 1 obrazuje rozpływy energii w procesie skojarzonej i rozdzielonej produkcji ciepła i prądu, pokazując o ile mniej paliwa potrzeba elektrociepłowni, by uzyskać tę samą produkcję ciepła i energii elektrycznej, co w gospodarce rozdzielonej (czyli kotłowni i elektrowni).

Jaka jest przewaga kogeneracji nad układami rozdzielonymi?

Przewaga elektrociepłowni nad gospodarką rozdzieloną wynika z dwóch kluczowych cech wyróżniających kogenerację, tj.:

1. wysokiej sprawności przemiany energii zawartej w paliwie,

2. lokalnego charakteru produkcji.

Te dwie cechy powodują, iż kogeneracja charakteryzuje się szeregiem zalet, takich jak:

a) mniejsze zużycie paliwa o około 30% w porównaniu z analogiczną produkcją energii w elektrowni i ciepłowni,

b) mniejsza o około 30% emisja gazów cieplarnianych (CO₂) i gazów wywołujących kwaśne deszcze (SO₂, NO_X) oraz mniejsza produkcja odpadów (pył, żużel),

c) zmniejszenie kosztów transportu węgla,

d) zmniejszenie wydatków na rozbudowę krajowych sieci energetycznych oraz strat przesyłu energii elektrycznej dzięki bezpośredniemu przyłączeniu elektrociepłowni do miejskich sieci dystrybucyjnych zasilających lokalnych odbiorców,

e) zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego, wynikające z rozproszenia źródeł produkcji w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym.

Dlaczego warto wspierać kogenerację?

Odpowiedź na to pytanie nasuwa się sama. W dobie wzrastającego uzależnienia Unii Europejskiej od importu paliw, kogeneracja może stać się jednym z najbardziej skutecznych narzędzi w walce o bezpieczeństwo energetyczne Europy, gdyż pozwoli zaoszczędzić znaczną ilość paliw, które w przyszłości będą, w przytłaczającej większości, sprowadzane do krajów UE spoza obszaru kontynentu europejskiego (rys. 2).

Nadrzędną strategią, jaką Komisja Europejska stara się narzucić Unii jest strategia oszczędności i efektywności energetycznej. W opublikowanej w czerwcu 2005 roku Zielonej Księdze "o efektywności energetycznej...", Komisja Europejska wskazuje obszary, na których należy się skoncentrować oraz kierunki działań, które należy podjąć w najbliższej przyszłości, by osiągnąć efekt, jakim jest zredukowanie o ok. 20% zużycia wszystkich form energii, co winno przełożyć się na roczne oszczędności w wydatkach na zakup paliw wynoszące ok. 60 miliardów euro.

Konsekwencją opublikowania Zielonej Księgi jest przyjęta w kwietniu br. Dyrektywa 2006/32/WE "w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii..." zobowiązująca kraje członkowskie, by w latach 2008-2016 zredukowały zużycie energii o 9% w stosunku do średniej z okresu pięciu poprzednich lat.

Oszczędzajmy zasoby energetyczne Polski

Dzisiejsza sytuacja naszego kraju, pod względem niezależności importowej, jest jeszcze dosyć komfortowa, gdyż prawie 95% paliwa potrzebnego do wytwarzania energii elektrycznej pochodzi z zasobów krajowych.

Zwykło się uważać, że Polska "węglem stoi", wobec czego nie musimy się martwić o stan naszych zasobów. Niestety, realia ekonomii pozbawiają nas tych miłych złudzeń, a rachunek ekonomiczny mówi, że ilość węgla kamiennego, którą opłaca się dziś wydobywać wynosi zaledwie 3,2 miliarda ton. Czyli, utrzymując obecną wielkość polskiego zużycia na poziomie 80 mln ton rocznie, za 40 lat nastąpi wyczerpanie zasobów tego paliwa. Rozwój kogeneracji w Polsce mógłby w sposób znaczący spowolnić ten proces.

Zasoby węgla brunatnego są bardziej obfite i pozwolą na dłuższą eksploatację elektrowni wykorzystujących to paliwo. Jednak węgiel brunatny ze względu na swoją niską kaloryczność nie jest paliwem, które opłaca się przewozić na większe odległości, dlatego też winien być wykorzystywany w elektrowniach budowanych przy kopalniach.

Alternatywnym paliwem dla elektrociepłowni jest gaz ziemny. Niestety, ze względu na jego wysokie ceny przy jednoczesnym braku polityki wspierającej elektrociepłownie gazowe, jedynie 3% krajowej energii elektrycznej pochodzi ze źródeł gazowych. Dominującą obecnie w kraju praktykę polegającą na wykorzystaniu tego cennego surowca jedynie do celów grzewczych (ciepła woda i ogrzewanie mieszkań) w rozproszonych, lokalnych kotłach wodnych, należy uznać za marnowanie możliwości zwiększenia produkcji energii elektrycznej w kogeneracji oraz szansy na zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych przez Polskę.

Rozwijając w Polsce kogenerację możemy zmniejszyć emisję CO₂

Z całą stanowczością należy podkreślić, iż Polska emituje zbyt dużą ilość gazów cieplarnianych.

Dominujący w Polsce udział węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej i cieplnej, co jest wyjątkiem w skali UE, powoduje, iż emisja CO₂ w przeliczeniu na jednostkę krajowej produkcji energii elektrycznej lub na jednostkę Produktu Krajowego Brutto stawia nas w niechlubnej czołówce największych emitorów gazów cieplarnianych w Europie.

Jak widać z powyższego wykresu, polityka efektywności energetycznej winna stać się dominującą strategią polskiej gospodarki. Kogeneracja dzięki swym niezaprzeczalnym zaletom może tę strategię efektywnie wspierać.

Konsekwentne wdrażanie strategii efektywności daje wymierne oszczędności finansowe

Polska, produkując prąd i ciepło, traci ponad 60% energii zawartej w paliwie ze szkodą dla środowiska, budżetu i konsumentów energii. Jak widać na przykładzie duńskim (rys. 5), dzięki konsekwentnemu rozwijaniu technologii energooszczędnych, w tym m.in. i kogeneracji, straty energii pierwotnej w branży energetycznej wynoszą tylko ok. 30% (zatem krajowa efektywność wykorzystania paliwa wynosi prawie 70%).

Rozwijając kogenerację możemy zdecydowanie poprawić również sprawność funkcjonowania całego systemu elektroenergetycznego.

W Polsce straty energii elektrycznej w samym przesyle i dystrybucji wynoszą około 9,7% (14,3 TWh/a), a w Danii, która może stanowić wzór efektywności energetycznej, tylko 4,7%.

Osiągnięcia Danii wynikają między innymi ze spójnego i konsekwentnego wsparcia kogeneracji, która dzięki lokalnemu charakterowi działania, polegającemu na zużyciu energii w miejscu jej wytworzenia, przyczynia się do zmniejszenia strat przesyłu, jak i do zmniejszenia nakładów na rozbudowę sieci energetycznych.

Jak dowodzą badania alternatywnych kierunków rozwoju branży energetycznej w krajach OECD, scenariusz, w którym założono maksymalizację udziału generacji rozproszonej, pozwoli zaoszczędzić do roku 2030 około 600 miliardów USD w stosunku do wariantu "business as usual", opartego na obecnych trendach rozwojowych branży.

Kogeneracja przyczynia się do redukcji zewnętrznych kosztów społecznych

Cena energii elektrycznej odzwierciedla tylko niektóre koszty wynikające z istnienia całego łańcucha działań związanych z produkcją energii, poczynając od wydobycia i transportu paliw, poprzez ich przetworzenie w energię użyteczną oraz jej przesył, a kończąc na takich sprawach jak rekultywacja terenów, ochrona środowiska czy wręcz koszty leczenia osób poszkodowanych w wyniku funkcjonowania sektora energetycznego. Szereg tak zwanych zewnętrznych kosztów społecznych, powstałych w wyniku funkcjonowania sektora energetycznego, pokrywanych jest przez społeczeństwo w postaci najprzeróżniejszych opłat i podatków.

Jak wykazały badania prowadzone przez Komisję Europejską w ramach wieloletniego projektu "ExternE" (Externalities of Energy), zewnętrzne koszty społeczne, czyli te, których cena energii nie odzwierciedla, wynoszą praktycznie tyle samo, co cena energii. Wysokość tych kosztów jest jednak ściśle powiązana z rodzajem technologii wytwarzania energii oraz gatunkiem paliwa (tab. 1).

Jak widać z przedstawionego w tabeli nr 1 zestawienia, produkcja w kogeneracji to mniejsze zewnętrzne koszty społeczne o około 20 EUR/MWh.

Biorąc pod uwagę, iż w polskich elektrociepłowniach wytwarza się rocznie około 24 TWh energii elektrycznej, można stwierdzić, iż z tytułu obecnej produkcji kogeneracyjnej społeczeństwo unika dodatkowych kosztów zewnętrznych w wysokości około 2 mld złotych rocznie, w stosunku do sytuacji, w której całość energii elektrycznej byłaby wytwarzana w elektrowniach kondensacyjnych, a ciepło w kotłach wodnych. Do tej kwoty należy dodać jeszcze uniknięte bezpośrednie koszty produkcji w wysokości ok. 1,2 mld złotych rocznie.

Zgodnie bowiem z wynikami badań ARE, dzięki istnieniu układów kogeneracyjnych, gospodarka polska zaoszczędza rocznie ok. 76 500 TJ energii pierwotnej w stosunku do sytuacji, gdyby całość produkcji prądu i ciepła była przeniesiona odpowiednio do elektrowni i ciepłowni. Oszczędność ta przekłada się na mniejsze zużycie węgla o 3,3 mln ton rocznie, co wraz z unikniętymi kosztami transportu przynosi korzyść finansową odbiorcom energii w wysokości 600 mln zł.

Niższe zużycie paliwa redukuje emisję CO₂ o około 6,8 mln ton rocznie, czyli energetyka ponosi mniejszy wydatek, o około 600 mln zł, konieczny do zakupienia zwiększonej puli pozwoleń na emisję CO₂.

Konkludując można stwierdzić, iż dzięki istniejącym w Polsce elektrociepłowniom społeczeństwo ponosi mniejszy koszt wytwarzania energii elektrycznej o 3,2 miliarda złotych rocznie. Przyszłe oszczędności mogą być jeszcze większe, jeżeli wzrośnie wielkość produkcji energii w kogeneracji.

Dzisiejsza moc polskich elektrociepłowni wynosi około 8300 MWe, a ich roczna produkcja energii elektrycznej to 24 TWh (w tzw. wysokosprawnym procesie kogeneracyjnym, generującym co najmniej 10-procentową oszczędność paliwa), co stanowi około 15% całej krajowej produkcji energii elektrycznej.

Jest to dobry wynik porównując ze średnią unijną roku 2004 wynoszącą około 13%. Pamiętajmy jednak, że w najbliższym czasie, wraz z postępującym rozwojem gospodarczym, będziemy zużywać w Polsce coraz więcej energii elektrycznej. Niektórzy analitycy zakładają nawet podwojenie zużycia do roku 2030, co przy braku odpowiedniego zwiększenia produkcji energii w skojarzeniu doprowadzi do tego, że nie spełnimy oczekiwanego celu Komisji Europejskiej, jakim jest 18-procentowy udział produkcji energii w kogeneracji w roku 2020.

Cel wytyczony przez Unię moglibyśmy z łatwością osiągnąć stymulując właściwy kierunek modernizacji setek małych przedsiębiorstw ciepłowniczych w Polsce, które w sumie dostarczają około 40% ciepła krajowym odbiorcom. Wstępne szacunki wskazują, iż ponad połowa strumienia ciepła generowanego przez te przedsiębiorstwa może zostać wykorzystana jako baza do budowy nowych źródeł kogeneracyjnych. Ciepło, o którym mowa powstaje w kotłach wodnych, zainstalowanych w przedsiębiorstwach energetyki cieplnej, zasilających miejskie systemy ciepłownicze oraz w kotłach zasilających wydzielone grupy budynków (rys. 7).

Ten olbrzymi strumień ciepła użytkowego może przysporzyć Polsce około 3 tys. MWe w nowych kogeneracyjnych źródłach rozproszonych, dając produkcję energii elektrycznej na poziomie około 15 TWh rocznie i przynosząc jednocześnie około 1,5 miliarda złotych dodatkowych oszczędności dla społeczeństwa.

Jak wspierać kogenerację w Polsce?

Mimo swoich niezaprzeczalnych korzyści, kogeneracja w Polsce wymaga wsparcia ze względu na silną deformację hurtowego rynku energii. Problemem, który utrudnia i spowalnia rozwój kogeneracji jest to, iż rynek energii elektrycznej nie jest jeszcze rynkiem kierującym się klasycznymi prawami popytu i podaży. W szczególności polski rynek energii elektrycznej należy uznać za wysoce zdeformowany, nie przekazujący prawidłowych sygnałów, zachęcających do inwestowania potencjalnych przedsiębiorców pragnących budować nowe moce wytwórcze.

Ceny energii elektrycznej, jaka kształtuje się na tzw. "konkurencyjnym rynku energii" (ok. 117,49 zł/MWh w 2005 r.) nie można uznać za miarodajny wyznacznik ceny hurtowej, gdyż elektrownie otrzymują równolegle dodatkowe znaczne przychody ze sprzedaży energii w ramach kontraktów długoterminowych (KDT) oraz za realizację usług systemowych dla PSE (m.in. generacja wymuszona). Z kolei, te dodatkowe przychody elektrowni "ukryte" są w opłatach przesyłowych przenoszonych na finalnych odbiorców.

Zgodnie z danymi opublikowanymi przez Prezesa URE, w 2005 roku średnia cena sprzedaży energii elektrycznej z elektrowni kondensacyjnych wynosiła 137,4 zł/MWh. Średnia cena z elektrociepłowni wynosiła w tym okresie 136,19 zł/MWh i tę cenę należy uznać za minimalną, pozwalającą na pokrycie kosztów operacyjnych oraz bieżących wydatków wynikających z konieczności utrzymania majątku produkcyjnego.

Wprowadzona w czerwcu br. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej pozwoliła na redukcję kosztów ograniczeń, zmniejszając jednocześnie dodatkowe przychody wytwórców z tytułu tzw. generacji wymuszonej. Czy i jak wpłynie to na cenę energii, przyszłość pokaże. Pierwszy wniosek, jaki się nasuwa po zaobserwowaniu braków mocy szczytowych w lipcu br. oraz konieczności interwencyjnych zakupów za granicą jest taki, że urzędowe ustalanie ceny energii i brak mechanizmów rynkowych mogą prowadzić do poważnych zakłóceń funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.

Zmiany w Prawie energetycznym

W myśl przygotowywanego projektu nowelizacji Prawa energetycznego, mówiąc w dużym uproszczeniu, nastąpi rozdzielenie strumieni przychodów elektrociepłowni wynikających ze sprzedaży energii. Jeden to przychód ze sprzedaży energii elektrycznej na "rynku konkurencyjnym" po cenie i na warunkach obowiązujących na tym rynku, a drugi to przychód ze sprzedaży tzw. świadectw pochodzenia energii wyprodukowanej w wysokosprawnej kogeneracji.

Przygotowywana nowelizacja prawa zwalnia uczestników rynku energii (nabywców) z obowiązku zakupu energii oferowanej przez elektrociepłownie. Ustawodawca uznaje za nieistotną specyfikę sektora i fakt, iż elektrociepłownie mogą produkować tylko tyle energii elektrycznej, ile ciepła wymuszają warunki pogodowe i zmienna temperatura otoczenia.

Przy analizie regulacji prawnych dotyczących systemów wsparcia produkcji energii w źródłach kogeneracyjnych i odnawialnych (elektrownie wiatrowe, wodne oraz spalające biopaliwo), nasuwa się pytanie i wątpliwość, czy ustawodawca reprezentuje jednakowe podejście do tych dwóch grup wytwórców.

W przypadku źródeł odnawialnych spółki dystrybucyjne muszą zakupić każdą ilość wyprodukowanej energii od wytwórcy zlokalizowanego na obszarze działania dystrybutora. Obowiązek taki jest bez wątpienia zasadny wobec elektrowni wiatrowych, ale budzi już pewne wątpliwości w przypadku elektrowni wodnych, mających możliwość magazynowania dopływającej wody czy też elektrowni spalających biomasę.

Wszyscy wiemy, jaka jest geneza tych zapisów. Polska musi spełnić wymogi zapisane w Traktacie Akcesyjnym dotyczące ilości produkcji energii w źródłach odnawialnych.

Ale Unia Europejska stawia również cele dotyczące ilości energii produkowanej w kogeneracji. Dlaczego tu brakuje nam konsekwencji? Dlaczego wytwórcom kogeneracyjnym, których produkcja zależna jest od pogody, nie przyznaje się podobnych uprawnień, jak pozostałym wytwórcom produkującym zgodnie z rytmem natury, czyli elektrowniom wodnym czy wiatrowym?

Istnieje poważne ryzyko, że pozbawione jakichkolwiek preferencji elektrociepłownie, podporządkowane potrzebom cieplnym odbiorców i pracujące niejako na zasadzie "must run", przy słabej płynności rynku hurtowego, będą zmuszane przez graczy rynkowych do sprzedaży energii elektrycznej po cenach zbliżonych do cen rynku bilansującego (czytaj: niższych).

Zjawisko wymuszania niższych cen na elektrociepłowniach może się pogłębić w wyniku planowanej konsolidacji sektora energetycznego, gdyż przedsiębiorstwa energetyczne, posiadające w swych aktywach kopalnie, jednostki wytwórcze, dystrybucję i obrót będą wykazywały naturalną skłonność do preferowania "własnych" wytwórców, co może wpłynąć na dalsze pogorszenie płynności rynku i obniżenie jego transparentności.

Jak wspomniano powyżej, drugim strumieniem przychodów będą tak zwane świadectwa pochodzenia energii, które będą wystawiane przez Prezesa URE, na wniosek wytwórców.

Przewiduje się wprowadzenie dwóch rodzajów świadectw dla źródeł gazowych i małych źródeł kogeneracyjnych o mocy do 1 MW oraz dla pozostałych źródeł kogeneracyjnych.

Obowiązek zakupu świadectw pochodzenia będzie nałożony na te przedsiębiorstwa energetyczne, które sprzedają energię odbiorcom końcowym. W przypadku niezakupienia odpowiedniej ilości świadectw, wymaganej rozporządzeniem Ministra Gospodarki, przedsiębiorstwa te będą mogły zapłacić opłatę zastępczą, której wysokość będzie ustalana corocznie przez Prezesa URE i mieścić się będzie w przedziale 15-90% (dla źródeł małych i gazowych) i 15-30% (dla pozostałych źródeł) średniej ceny energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim roku kalendarzowym.

Konkludując: przychody elektrociepłowni będą się składały z wpływów ze sprzedaży świadectw pochodzenia oraz energii elektrycznej, sprzedawanej na zasadach wolnorynkowych.

Czy to wystarczy, by pobudzić rozwój kogeneracji w Polsce?

Na pewno nie, gdyż ustalone urzędowo poziomy cen świadectw, możliwość uiszczenia opłaty zastępczej, "rozgrzeszającej" zobowiązane podmioty z braku aktywności rynkowej oraz ceny energii elektrycznej ustalane przez zdeformowany rynek konkurencyjny, który jeszcze przez wiele lat nie będzie prawdziwym rynkiem, nie wygenerują strumienia przychodów uzasadniających budowę nowych mocy w elektrociepłowniach, a co najwyżej pozwolą jeszcze jakiś czas "utrzymać" przy życiu istniejący majątek wytwórczy.

Nie jest to ciekawa perspektywa dla krajowej energetyki.

Komisja Europejska mając świadomość zalet technologii kogeneracyjnej i jednocześnie problemów związanych z jej rozwojem przygotowała i doprowadziła do przyjęcia w lutym 2004 r. Dyrektywy 2004/8/WE "w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii".

W wielkim skrócie można powiedzieć, iż dyrektywa ta upoważnia kraje członkowskie do podjęcia inicjatyw legislacyjnych i organizacyjnych zmierzających do wprowadzenia niezbędnych systemów wsparcia rozwoju kogeneracji.

Dyrektywa nie precyzuje sposobu czy mechanizmów wsparcia, zostawiając tu swobodę działania krajom członkowskim.

Jak wskazuje praktyka, większość krajów unijnych wypracowała swoje indywidualne systemy, które w większości przypadków będą rozwijane i udoskonalane jako efekt wdrażania dyrektywy do legislacji narodowych państw członkowskich.

Najczęściej stosowane narzędzia wsparcia kogeneracji można podzielić na cztery podstawowe grupy:

• obowiązek zakupu całości lub zdefiniowanej ilości energii wyprodukowanej w skojarzeniu, stosowany bez mała w połowie krajów UE,

• wsparcie ceny sprzedawanej energii w postaci dopłat do każdej MWh lub wręcz gwarantowanych cen,

• różnego rodzaju ulgi podatkowe przyznawane samemu przedsiębiorstwu lub kupowanemu paliwu bądź sprzedawanej energii,

• wsparcie kapitałowe inwestycji w postaci preferencyjnych kredytów, subsydiów itp.

Stosowane systemy wsparcia w krajach UE są często odpowiednią "mieszanką" powyższych narzędzi, uwzględniającą również takie aspekty jak moc jednostki, sprawność czy też minimalna oszczędność paliwa.

Ostatnio do puli powyższych instrumentów dołączyło preferencyjne przyznawanie odpowiedniego limitu pozwoleń na emisję CO₂, odzwierciedlającego efektywność energetyczną zakładów kogeneracyjnych.

Wytwarzanie energii w wysokosprawnej kogeneracji jest najbardziej efektywnym sposobem wytwarzania energii i jako takie winno być wspierane przez rządy krajów członkowskich. Takie wsparcie jest akceptowane przez legislację Unii Europejskiej.

Niestety, wprowadzany przez polski rząd system wsparcia jest niewystarczający dla budowy nowych źródeł kogeneracyjnych, czy też przebudowy istniejących ciepłowni na elektrociepłownie. Także okres obowiązywania nowych rozwiązań legislacyjnych (do 2011 r.) jest niewystarczający do podejmowania decyzji na temat kapitałochłonnych inwestycji energetycznych.

Pamiętajmy, iż rozwój kogeneracji, jak i całej branży energetycznej, zależy od opłacalności realizowanych projektów i stabilności prawa.

Obecnie obowiązujący system gwarantujący zakup całej energii po cenie pokrywającej koszty wraz z występującym u niektórych wytwórców pewnym niewielkim zyskiem, zostanie zastąpiony przez system, który nie tylko nie zapewni sprzedaży wytworzonej energii, ale także nie zapewni przychodów, które gwarantują opłacalność wytwarzania energii w istniejących źródłach kogeneracyjnych. Oznacza to, że wdrażany system jest niezgodny z art. 9 p. 1 ust. b) Dyrektywy 2004/8/WE, który zobowiązuje państwa członkowskie do usuwania barier utrudniających rozwój kogeneracji.

Wprowadzana nowelizacja nie tylko nie usuwa istniejących barier ekonomicznych dla rozwoju kogeneracji, ale wprowadza nowe, które uniemożliwią rozwój tej technologii w Polsce.

Pozostaje jedynie mieć nadzieję, iż równolegle prowadzone działania zmierzające do poprawy funkcjonowania hurtowego rynku energii, dzisiaj mocno jeszcze niedoskonałego, mogą złagodzić skutki zmian legislacyjnych dotyczących sektora elektrociepłowni. Zmiana zasad usuwania ograniczeń sieciowych oraz kosztów z tym związanych, a także inne podejście do przenoszenia obciążeń finansowych wynikających z istnienia kontraktów długoterminowych (KDT) winny spowodować zmniejszenie opłat przesyłowych (a konkretnie składnika wyrównawczego i jakościowego), prowadząc tym samym do wzrostu ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, praktycznie bez skutków na rachunkach u klientów końcowych. Można by wówczas uznać rynek hurtowy za uzdrowiony.

Ceny energii na tym rynku osiągnęłyby poziom gwarantujący pokrycie uzasadnionych kosztów i rynkową rentowność działania producentów, a proponowany system certyfikatów dobrze wpisywałby się w strategię promowania kogeneracji. Cały system stanowiłby tym samym mocniejszy fundament pod rozbudowę sektora elektrociepłowni w Polsce. n

Istniejące w Polsce systemy ciepłownicze, mimo znaczącej modernizacji, która miała miejsce w ostatnich latach, nadal borykają się z szeregiem problemów. Wśród nich najważniejsze to: korozja wewnętrzna, przewymiarowanie, wysokie koszty eksploatacyjne zewnętrznych instalacji czterorurowych. Zarówno wymienione tu, jak i inne uwarunkowania, włącznie z uregulowaniami taryfowymi oraz organizacyjno-prawnymi, decydują o jakości c.w.u.

Jednostkowe zapotrzebowanie na c.w.u

Projektowe, jednostkowe zapotrzebowanie na c.w.u. dla budownictwa wielorodzinnego w Polsce jest przewymiarowane. Zawyża to znacznie koszty eksploatacyjne, a także pogarsza jakość c.w.u. ze względu na długi czas wymiany wody w systemie.

Zalecana jest zmiana polskich norm projektowych w kierunku zmniejszenia wartości obliczeniowego zapotrzebowania c.w.u. na jednego użytkownika.

Regulacja układów cyrkulacyjnych

Powszechnie spotykany jest zbyt długi okres oczekiwania od chwili otwarcia punktu czerpalnego do chwili, gdy woda osiągnie temperaturę 55^oC. Powoduje to niezadowolenie mieszkańców, szczególnie tych, którzy płacą za pogrzanie c.w.u. na podstawie pomiaru jej rzeczywistego zużycia. Przyczyną jest brak regulacji układów cyrkulacyjnych. Powoduje ono również nadmierny przepływ w układzie, co w konsekwencji prowadzi do zawyżonego zużycia energii elektrycznej na pompowanie. W wielu krajach z powodzeniem stosowane są termostatyczne zawory regulacyjne eliminujące ten problem.

Zalecane jest instalowanie zaworów regulacyjnych w układach cyrkulacyjnych. Po ich zainstalowaniu możliwa stanie się wymiana pomp cyrkulacyjnych na pompy o mniejszej wydajności i możliwe będzie stosowanie przewodów cyrkulacyjnych o mniejszych średnicach.

Normy projektowe na materiały stosowane dla przewodów c.w.u.

W projektowaniu przewodów c.w.u. stosuje się obecnie stalowe rury ocynkowane nawet dla tych systemów, gdzie ich stosowanie nie jest wskazane tj., gdzie woda wodociągowa jest miękka, gdyż pochodzi z ujęć powierzchniowych. Kontakt z tego typu wodą powoduje, że rury ulegają korozji w przeciągu kilku lat, a mieszkańcy narażeni są na „rdzawe” zabarwienie ciepłej wody.

Zalecane jest wprowadzenie zmian w normach projektowania przewodów na rzecz stosowania materiałów odpornych na korozję a także norm dotyczących stosowania aktywnych sposobów ochrony antykorozyjnej.

Ochrona antykorozyjna

Znaczna część starych instalacji c.w.u. zasilanych w miękką wodę wodociągową koroduje lub pokrywa się od wewnątrz warstwą związków wapnia. Wartość ochronna tej warstwy jest jednak bardzo wątpliwa. Istnieje ryzyko, że w niedługim czasie rurociągi zaczną korodować na dużą skalę i ulegać awariom. Doświadczenia duńskie potwierdzają znikomą korozję instalacji c.w.u., w których stosowana jest aktywna ochrona antykorozyjna (ochrona katodowa).

W celu przeciwdziałania korozji zaleca się stosowanie systemów aktywnej ochrony antykorozyjnej zarówno dla starych jak i dla nowo budowanych instalacji.

Zagadnienia strukturalne/systemowe

Nadal jeszcze wiele budynków ogrzewanych z miejskich systemów ciepłowniczych nie korzysta z możliwości zasilania w c.w.u. z tych systemów.

Należy dążyć do korzystania z miejskich systemów ciepłowniczych do zasilania budynków w c.w.u. Dotyczy to szczególnie miast, gdzie ciepło produkowane jest przez cały rok (jak np. w Gdańsku).

Obecnie w Polsce większość systemów c.w.u. jest już opomiarowanych. Jednakże nadal nie do końca sprecyzowany jest system rozliczeń kosztów ciepła, szczególnie w obrębie budynku i przy rozliczaniu grupowych węzłów cieplnych.

Zalecane jest wydanie poradnika podziału kosztów między ogrzewaniem i c.w.u. oraz między kosztami stałymi i zmiennymi. Proponowane w nim rozwiązania powinny zachęcać do racjonalnego użytkowania c.w.u.

Budynki ogrzewane z miejskich systemów ciepłowniczych stosunkowo prosto i tanio można zaopatrywać z tych systemów również w c.w.u., co wpłynie na zwiększenie efektywności systemów ciepłowniczych. Niestety, istniejący system taryfowy nie sprzyja takim rozwiązaniom.

Zalecane jest, aby wytwarzanie i przesył ciepła były realizowane w sposób najbardziej ekonomiczny i tak aby dla użytkowników c.w.u. cena ciepła z miejskich systemów ciepłowniczych była konkurencyjna w stosunku do ciepła z innych źródeł (niska składowa stała kosztów).

Zaleca się także wprowadzanie innych działań promocyjnych dla przygotowywania c.w.u. w oparciu o miejskie systemy ciepłownicze (np. promowanie niskich temperatur powrotu wody sieciowej, wprowadzenie niskich taryf letnich itd.).

Przedsiębiorstwo ciepłownicze powinno oferować odbiorcom usługi polegające na eksploatacji i konserwacji ich węzłów grupowych, węzłów indywidualnych i instalacji wewnętrznych.

SYSTEM KOGENERACYJNY Z TURBINĄ GAZOWĄ JAKO NADBUDOWA CIEPŁOWNI
W OPOLU.

W latach 1998 i 1999 Energetyka Cieplna Opolszczyzny SA przeprowadziła inwestycję polegającą na zabudowie gazowego układu skojarzonego na terenie ciepłowni centralnej w Zakładzie Energetyki Cieplnej w Opolu. Wybór układu skojarzonego poprzedzony został analizą określającą zapotrzebowanie na energię elektryczną ciepłowni oraz potrzeby cieplne miejskiego systemu w okresie letnim
z uwzględnieniem parametrów sieci ciepłowniczej oraz tendencji rozwojowych miejskiego systemu ciepłowniczego. Ostatecznie w wyniku przeprowadzonych analiz techniczno-ekonomicznych zrealizowano wariant źródła skojarzonego opartego na turbinie gazowej współpracującej z kotłem wodnym odzysknicowym. Dodatkowo zabudowano kocioł gazowy w celu produkcji ciepła w szczytach i jako urządzenie rezerwowe. Decyzję inwestycyjną podjęto jako alternatywę dla konieczności modernizacji dwóch najstarszych, opalanych miałem, kotłów wodnych WR-25. W ich miejsce zabudowano układ kogeneracyjny co pozwoliło na uniknięcie nakładów na remont kapitalny kotłów oraz na budowę instalacji odsiarczania spalin warunkowanej ówczesnymi przepisami w zakresie ochrony środowiska.

SLAJD 12

Zespół kogeneracyjny składa się z turbiny gazowej i kotła odzysknicowego. Układ skojarzony wytwarza energię elektryczną dla potrzeb własnych elektrociepłowni i na sprzedaż do Zakładu Energetycznego (nadwyżki). Dzięki skierowaniu spalin wylotowych z turbiny gazowej do kotła odzysknicowego produkowana jest jednocześnie gorąca woda zasilająca miejski system ciepłowniczy (m.s.c.) przez cały rok. W układzie zastosowano turbinę gazową TEMPEST DLE produkcji koncernu ABB ALSTOM POWER.

 

Wybrane parametry techniczne układu skojarzonego:

• moc elektryczna turbiny: 7,352 MWe przy warunkach normalnych ISO,

• temperatura spalin wylotowych > 558 st.C ± 15st.C,

• strumień masy spalin wylotowych > 28,57 kg/s ± 3%

• moc kotła odzysknicowego 14,2 MWt,

Turbina gazowa wraz z kotłem odzysknicowym pracują jako tzw. źródło podstawowe, tzn. przez okres całego roku wyłączając postoje na obsługę techniczną turbiny, przeglądy oraz postoje przymusowe w przypadkach awaryjnych. W ciągu całego roku pożądana jest praca turbiny z maksymalną stałą wydajnością zależną tylko od czynników otoczenia oraz od ograniczenia maksymalnym poborem gazu. Ze względu na wielkość maksymalnego zapotrzebowania cieplnego miejskiego systemu w sezonie grzewczym każda ilość ciepła wyprodukowanego przez układ skojarzony jest sprzedawana. Latem, poza okresami postojów technologicznych, turbozespół pracuje jako jedyne źródło - całkowita ilość wyprodukowanego przez układ ciepła wykorzystywana jest na cele przygotowania ciepłej wody użytkowej. Ze względu na stałą wydajność cieplną turbozespołu oraz wahania przepływu wody grzewczej następuje wtedy zjawisko akumulacji ciepła w sieci cieplnej.

Moc cieplna i ilość wyprodukowanego ciepła przez układ skojarzony nie podlegają znacznym zmianom w okresie roku. Dużo większą wrażliwość na zmianę parametrów otoczenia ma moc elektryczna turbiny, jej sprawność a więc i ilość wyprodukowanej przez nią energii elektrycznej. Automatyczny układ sterowania pracą turbiny może realizować dwa umowne tryby pracy urządzenia:

• praca w trybie ze stałą mocy elektryczną,

• praca w trybie ze stałą temperaturą operacyjną, tzw. TOP.

W trybie pracy ze stałą mocą elektryczną układ sterowania utrzymuje stałą moc na wale turbiny niezależnie od zmieniających się warunków zewnętrznych. Ograniczeniem tego rodzaju pracy są uwarunkowania technologiczne oraz maksymalny pobór chwilowy gazu ustalony w umowie z PGNiG, którego przekraczanie powoduje naliczanie przez dostawcę opłat karnych. W elektrociepłowni w Opolu turbozespół przez większość godzin pracy prowadzony jest w trybie stałej maksymalnej temperatury operacyjnej. Temperaturę operacyjną (TOP) można w uproszczeniu zdefiniować jako różnicę pomiędzy temperaturą spalin wylotowych z turbiny a temperaturą powietrza dolotowego.

Jak działają podzielniki kosztów - wyparkowe i elektroniczne?

Obecnie na rynku dostępne są dwa typy podzielników - wyparkowe i elektroniczne Zasada działania podzielnika wyparkowego jest następująca: Podzielnik wyparkowy wskazuje zużycie ciepła poprzez odparowanie cieczy. Obniżający się poziom płynu w ampułce pomiarowej jest oznaką oddania ciepła przez grzejnik. Im bardziej gorący jest grzejnik, a jego ciepło dłużej działa na ampułkę, tym większa jest ilość odparowanej cieczy. Zwiększa się zarazem obniżenie jej poziomu w ampułce, a tym samym o tyle więcej "kresek" zostaje zużytych przez grzejnik. Jednakże również wtedy, kiedy ogrzewanie nie działa odparowuje niewielka ilość płynu. Dlatego też bardzo istotny jest sposób montażu podzielnika, który musi być jednakowy dla wszystkich grzejników. Wówczas, jeżeli pomiar obarczony jest błędem, to jednakowym dla wszystkich użytkowników i nie ma wpływu na współczynnik udziału. Zdecydowanie inna jest zasada działania podzielnika elektronicznego. Za pomocą dwóch czujników dokonywany jest pomiar temperatury powierzchni grzejnika i powietrza w pomieszczeniu. Różnica temperatur stanowi podstawę do naliczenia zużycia ciepła. Większość podzielników zaczyna naliczać jednostki dopiero wówczas, gdy pomiędzy temperaturą grzejnika a temperaturą powietrza w pomieszczeniu powstanie różnica większa niż 4,9oC. Gdy temperatura grzejnika jest niższa niż 23oC, wówczas nie następuje żadne naliczanie. Ograniczenia te stanowią skuteczne zabezpieczenie przed naliczaniem impulsów w okresie letnim. Podzielniki elektroniczne precyzyjnie zliczają jednostki zużycia i czytelnie pokazują je na wyświetlaczu. Wyświetlacz uruchamiany jest przeważnie za pomocą przycisku sensorowego.

Jaka jest różnica pomiędzy licznikiem ciepła i podzielnikiem?

Licznik ciepła jest urządzeniem rejestrującym ilość energii cieplnej, wyrażonej w GJ, dostarczonej do obiektu w danym okresie rozliczeniowym.

Ilość ciepła obliczana jest na podstawie pomiaru przepływu wody w ciepłociągu oraz temperatury wody zasilającej i powrotnej. Suma iloczynów przepływu i różnicy temperatur zmierzona w określonym czasie wskazuje na ilość dostarczonej energii cieplej.

Podzielniki ciepła nie rejestrują ilości energii cieplej w GJ, lecz wskazują na udział danego pomieszczenia (lokalu) w ogólnym zużyciu zarejestrowanym przez licznik ciepła.

Podzielniki wyparkowe wskazują na zużycie ciepła poprzez odparowanie cieczy, natomiast podzielniki elektroniczne na podstawie pomiaru temperatury grzejnika i powietrza w pomieszczeniu.

Zmierzone w ten sposób wartości, przy uwzględnieniu m.in. usytuowania pomieszczenia w budynku, typu i wielkości grzejnika wskazują na udział danego lokalu w ogólnym zużyciu ciepła.

Normy Polskie:

PN-90/B-01400* Centralne ogrzewanie. Oznaczenia na rysunkach

PN-90/B-01421 Ciepłownictwo. Terminologia

PN-90/B-01430* Ogrzewnictwo. Instalacje centralnego ogrzewania. Terminologia

PN-B-03406:1994 Ogrzewnictwo. Obliczanie zapotrzebowania na ciepło pomieszczeń o kubaturze do 600 m³

PN-82/B-02402* Ogrzewnictwo. Temperatury ogrzewanych pomieszczeń w budynkach

PN-82/B-02403* Ogrzewnictwo. Temperatury obliczeniowe zewnętrzne

PN-83/B-03430* Wentylacja w budynkach mieszkalnych, zamieszkania zbiorowego i użyteczności publicznej (ze zmianami :

A1 i Az3 (2000r)

PN-91/B-02413* Ogrzewnictwo i ciepłownictwo. Zabezpieczenie instalacji ogrzewań wodnych systemu otwartego.

PN-B-02414:1999* Ogrzewnictwo i ciepłownictwo. Zabezpieczenie

instalacji ogrzewań wodnych systemu zamkniętego

naczyniami wzbiorczymi. Wymagania

PN-91/B-02415* Ogrzewnictwo i ciepłownictwo. Zabezpieczenie wodnych zamkniętych systemów ciepłowniczych.

PN-91/B-02420 Ogrzewnictwo. Odpowietrzanie instalacji ogrzewań wodnych. Wymagania.

---